Советник генерального директора АО “КазМунайГаз - Переработка и Маркетинг” (КМГ ПМ) Галымжан АМАНТУРЛИН, выступая на семинаре, напомнил, что модернизация проводится в целях обеспечения текущей и прогнозной потребности в нефтепродуктах в полном ассортименте на всех трех крупных НПЗ Казахстана - Атырауском, Шымкентском и Павлодарском, построенных еще в советское время. Результатом модернизации станет увеличение суммарной мощности переработки нефти до 18,5 млн тонн в год, что на 24% выше текущей производительности; рост выработки высокооктановых автобензинов вдвое в сравнении с показателем 2014 года, дизельного топлива до 5630 тыс. тонн в год - на 34% выше, чем в предыдущем году, а авиатоплива более чем в два раза. В целом выход светлых нефтепродуктов увеличится более чем в два раза по сравнению с текущим объемом производства, а выпуск низкооктанового бензина будет полностью прекращен.
Глубина нефтепереработки на отечественных НПЗ в среднем значении достигнет 89%, тогда как при текущем производстве она равняется 71%. При этом Атырауский НПЗ (АНПЗ) после модернизации увеличит свою глубину переработки до 86%, Шымкентский (ШНПЗ) - до 91%, Павлодарский (ПНХЗ) - до 89%. Качество моторных топлив достигнет экологических стандартов К4 и К5 в соответствии с требованиями Технического регламента Таможенного союза, что полностью соответствуют европейским экологическим стандартам Евро-4 и Евро-5. Пока же наше топливо соответствует экологическому классу К2. “После модернизации НПЗ моторные топлива К4 и К5 будут содержать в 10-50 раз меньше серосодержащих соединений, что существенно повлияет на улучшение экологической обстановки в густонаселенных регионах страны. В автомобильных бензинах объемная доля бензола снизится в 5 раз, октановое число составит не менее 92 пунктов. В дизельном топливе экологических классов К4 и К5 будет снижена массовая доля полициклических ароматических углеводородов не более 8%, цетановое число составит не менее 51 пункта, температура вспышки составит не ниже 55°С”, - констатировал г-н Амантурлин.
Информируя о ходе модернизации АНПЗ, он сообщил, что 4 апреля текущего года в рамках пусконаладочных работ на установке каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора (CCR), являющейся технологическим объектом Комплекса по производству ароматических углеводородов (КПА), впервые в Казахстане была получена первая пробная партия продукции (риформат). По его словам, в результате проведенных испытаний продукта на октановое число по состоянию на 7 апреля достигнут показатель 99,3 пункта по исследовательскому методу. Сейчас здесь завершаются работы по наладке контрольно-измерительных приборов, связанных с автоматизированной системой управления технологическим процессом. Большими преимуществами используемой на установке риформинга технологии Octanizing является увеличенный срок службы катализатора, гибкость в эксплуатации из-за особенности расположения реакторов в одну линию, точный контроль над регенерацией катализатора, патентованная лифт-система для циркуляции катализатора. Для производства ароматических углеводородов выбран портфель технологий ParamaX®, который включает набор технологий для производства параксилола и бензола из бензиновой фракции. Для извлечения из риформата бензола и параксилола используются технологии Morphylane - процесс экстрактивной дистилляции, Eluxyl - процесс выделения параксилола, XyMax - технология деалкилирования этилбензола и изомеризации ксилолов, TransPlus - технология трансалкилирования толуола и тяжелых ароматических углеводородов. Как подчеркнул г-н Амантурлин, все указанные технологии и процессы являются лидирующими на рынке получения сырья для нефтехимии, характеризуются стабильностью работы и надежностью в эксплуатации. Кроме того, их особенностью является возможность работы комплекса в двух вариантах - топливном и нефтехимическом, с выработкой основного сырья для нефтехимии: 132 тыс. тонн бензола и 497 тыс. тонн параксилола в год, имеющих высокую добавленную стоимость (к примеру, средняя цена за тонну параксилола примерно на 60% выше стоимости тонны бензина). Лицензиаром используемых в рамках проекта “Строительство комплекса производства ароматических углеводородов на Атырауском НПЗ” технологических процессов является французская компания Axens - подразделение французского института нефти, занимающее лидирующую позицию по количеству имеющихся лицензий в области гидроочистки бензина каталитического крекинга (пролицензировано более 200 установок).
По словам г-на Амантурлина, для модернизации ПНХЗ внедряются технологии, лицензиаром которых является американская компания UOP. Для снижения содержания серы в моторных топливах по требованиям К4 и К5 используются процессы гидроочисток дистиллятов Unionfining - лидирующие в мире; для улучшения низкотемпературных свойств дизтоплива и керосина - процесс изодепарафинизации MIDW, разработанный компанией ExxonMobil; для изомеризации легкой нафты - процесс PENEX, преимуществом которого является высокий выход продукта, высокие октановые характеристики - более 98 пунктов, полное насыщение бензола, содержащегося в сырье, наибольшая продолжительность срока службы катализаторов; для очистки сжиженных газов от меркаптановой серы внедряется процесс MEROX, который отличается низкими эксплуатационными затратами.
В рамках проекта модернизации Шымкентского НПЗ внедряются лицензионные процессы UOP изомеризации PENEX, щелочной очистки насыщенных и ненасыщенных сжиженных углеводородных газов Merox, каталитический крекинг RFCC - процесс крекинга мазута и вакуумного газойля с получением высокооктанового компонента бензина. В мире UOP пролицензировано более 50% установок RFCC.
Г-н Амантурлин сказал, что после проектов модернизации НПЗ количество технологических установок на Атырауском заводе возрастет с 10 до 20, на Шымкентском - с 9 до 15, на Павлодарском - с 13 до 18. Повысится среднее значение технологической сложности НПЗ, характеризующееся индексом Нельсона, с 5,4 до 9,5, при этом на АНПЗ этот показатель составит 11,3, на ШНПЗ - 8,0, ПНХЗ - 9,2. Для сравнения, текущий индекс Нельсона на американских НПЗ составляет 10,4, европейских - 7,8, российских, также проводящих масштабную модернизацию, - пока 4,5.
По словам г-на Амантурлина, современные технологии внедряются не только в процессы переработки нефти, но и в методы управления НПЗ. Так, на объектах комплекса производства ароматических углеводородов на Атырауском НПЗ применена автоматизированная система управления, включающая две независимые, резервированные системы управления: это распределенная система управления на базе контроллера С300 и система противоаварийной защиты на базе контроллера Safety Manager компании Honeywell. Применены электронные интеллектуальные приборы и исполнительные механизмы с электронными пневмопозиционерами, системы газо-, пожарообнаружения, оповещения и автоматического пожаротушения. Для ведения централизованного управления производством выполнен монтаж дублированного волоконно-оптического кабеля от локальных аппаратных до единой операторной. Кроме того, на объектах комплекса глубокой переработки нефти на АНПЗ планируется применение новейшей на сегодня автоматизированной системы управления компании Yokogawa, включающей в себя также две независимые, резервированные системы управления: распределенную систему управления и систему противоаварийной защиты. В рамках проекта предусмотрено управление всеми объектами комплекса из единой операторной, а также в единую операторную планируется осуществить перевод управления существующими производствами. Кроме того, на НПЗ реализуются программы трансформации структуры управления заводами, в рамках которых проводятся работы по выведению на аутсорсинг непрофильных активов; внедрению энергосберегающих технологий; переходу на 2-4-летние межремонтные пробеги заводов.
Говоря о затратах в проекты модернизации НПЗ, общий объем которых оценивается приблизительно в $6 млрд, г-н Амантурлин заявил, что считает их “более чем оптимальными”, учитывая, что, к примеру, строительство нового НПЗ мощностью 7 млн тонн в год в г.Нижнекамск обходится ОАО “Танеко” в $7,8 млрд, а SOCAR инвестирует в новый НПЗ мощностью 7 млн тонн в год в Азербайджане $8 млрд.
